JA致密砂岩油藏压裂前后注水与注气优选实验研究

发布时间：2017-03-22 15:01

  本文关键词：JA致密砂岩油藏压裂前后注水与注气优选实验研究，由笔耕文化传播整理发布。

【摘要】：JA致密砂岩油藏孔道小、比面大、储量丰度低,油藏采出程度较低,水驱开发方式效益较差,所以需要开展压裂增产措施生成人工裂缝,为地下流体提供高速渗流通道,提高储层的吸水能力和采油能力,最终提高原油采收率。储层压裂后初期油井产量高,但后期注水采油效果非常差,所以在水驱的基础上,有必要对该油藏进行注气提高采收率研究。本文选取7块JA致密砂岩油藏天然岩心,并利用轴向压裂法对岩心实施了人工造缝。压裂前,开展了8组驱替实验,包括水驱实验、氮气驱实验、表面活性剂驱实验、天然气气水交替注入驱替实验和CO2吞吐实验。其中,水驱采收率一般为40%,氮气驱、表面活性剂驱、注0.056mol+0.1376mol天然气气水交替注入驱替在水驱基础上分别提高采收率5.1%、11.8%、44.4%,而注0.023mol、0.035mol、0.039mol、0.053mol的CO2进行吞吐实验,分别在水驱基础上提高采收率达19.6%、26.3%、27.8%、37.5%。综合考虑增油量和换油率,筛选出最适合于致密砂岩油藏开采的驱替方式为C02吞吐,最佳注入量为0.035mo1,其换油率高达0.3841g/g。压裂后,开展了3组驱替实验,包括水驱实验、天然气气水交替注入驱替实验以及C02吞吐实验,研究裂缝对驱油效果的影响。结果表明,压裂后,水驱采收率只有30%左右,注0.0291mol+0.0741mol天然气气水交替注入驱替和注0.0275mo1的CO2吞吐分别可提高采收率27.78%和22.23%,CO2吞吐增油效果较压裂之前有所变差,但仍然是提高该油藏采收率的有效措施。油水相渗实验表明JA致密砂岩油藏具有亲水性,束缚水饱和度和残余油饱和度较高,两相渗流区间较窄,水驱效率为40%左右,与驱替实验结果相一致。原油膨胀实验和色谱分析表明CO2吞吐实验能够增油的主要因素是C02使原油体积发生膨胀,其次是萃取原油轻质组分和降低原油黏度。油藏实施CO2吞吐时需对储层敏感性参数及最佳注入量进行分析,但是,由于致密砂岩岩心每组实验花费时间很长,所以采用数值模拟方法,分别研究孔隙度、渗透率、含油饱和度以及CO2注入量四个参数对开采效果的影响。结果表明：孔隙度在9.27%-24%范围内,数值越大越有利于实施CO2吞吐；渗透率在0.3443mD～1000mD范围内,数值越大越有利于实施C02吞吐；含油饱和度在45%-70%范围内,数值越大越有利于实施C02吞吐;C02最佳注入量为0.4PV。将实验驱油效果与数值模拟结果进行对比分析,认为本文所筛选的CO2驱替介质是合理的,C02吞吐的开采方式是可行的。推导C02吞吐相似准数,利用相似准数将C02的实验注入量转化为现场注入量,为JA致密砂岩油藏的合理开发提供技术参考。
【关键词】：致密砂岩油藏 CO_2吞吐 数值模拟 提高采收率
【学位授予单位】：西南石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2016
【分类号】：TE357
【目录】：

• 摘要3-4
• Abstract4-9
• 第1章 绪论9-19
• 1.1 论文研究目的和意义9
• 1.2 国内外研究现状9-17
• 1.2.1 致密砂岩油藏认识及渗流开发特征9-11
• 1.2.2 裂缝对特低渗油藏渗流规律的影响11-12
• 1.2.3 注水开发12
• 1.2.4 注气开发12-16
• 1.2.5 表面活性剂驱16-17
• 1.3 研究内容与技术路线17-18
• 1.4 研究成果18-19
• 第2章 JA致密砂岩油藏地质特征及开发现状19-25
• 2.1 地质特征19-23
• 2.1.1 构造特征19-21
• 2.1.2 储层特征21-23
• 2.1.3 油藏流体性质23
• 2.1.4 油藏温度和压力23
• 2.2 开发现状23-24
• 2.2.1 水驱开发现状23-24
• 2.2.2 目前存在的问题24
• 2.3 本章小结24-25
• 第3章 致密砂岩岩心压裂前后注水与注气实验25-56
• 3.1 实验目的25
• 3.2 实验原理25
• 3.3 实验准备25-36
• 3.3.1 实验方案设计25-27
• 3.3.2 实验所用岩心造缝与参数测试27-31
• 3.3.3 实验材料31-32
• 3.3.4 实验条件32-33
• 3.3.5 实验流程图33
• 3.3.6 实验步骤33-36
• 3.4 致密砂岩岩心驱替实验结果分析36-48
• 3.4.1 累积产油量与采出程度分析36-43
• 3.4.2 增油效果分析43-44
• 3.4.3 综合含水率与阶段含水率分析44-48
• 3.4.4 控水效果分析48
• 3.5 岩心压裂后驱替实验结果分析48-54
• 3.5.1 累积产油量与采出程度分析48-51
• 3.5.2 增油效果分析51-52
• 3.5.3 综合含水率与阶段含水率分析52-53
• 3.5.4 控水效果分析53-54
• 3.6 岩心压裂前后实验采出程度对比54-55
• 3.6.1 水驱采出程度54
• 3.6.2 气驱采出程度54-55
• 3.7 本章小结55-56
• 第4章 油水两相相渗实验及注气机理研究56-64
• 4.1 实验原理56-57
• 4.2 实验材料57
• 4.3 实验流程图57
• 4.4 实验步骤57-58
• 4.5 相渗实验结果分析58-59
• 4.6 CO_2吞吐控水增油机理分析59-62
• 4.6.1 原油体积膨胀60-61
• 4.6.2 原油黏度降低61
• 4.6.3 萃取原油轻质组分61-62
• 4.7 本章小结62-64
• 第5章 储层参数与工艺参数敏感性分析64-77
• 5.1 流体高压物性分析64-66
• 5.1.1 油气差异分离实验拟合64-65
• 5.1.2 膨胀实验拟合65-66
• 5.2 实验模型的建立66-67
• 5.3 储层孔隙度对吞吐效果的影响67-69
• 5.4 含油饱和度对吞吐效果的影响69-71
• 5.5 渗透率对吞吐效果的影响71-74
• 5.6 注入量对吞吐效果的影响74-75
• 5.7 本章小结75-77
• 第6章 油藏参数与实验结果的转化77-84
• 6.1 相似准则的推导77-83
• 6.2 相似准则的应用83
• 6.3 本章小结83-84
• 第7章 结论与建议84-86
• 7.1 结论84-85
• 7.2 建议85-86
• 致谢86-87
• 参考文献87-91
• 攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果91

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